К оглавлению

© А.Н.Макаров, 2004

УПРУГОДЕФОРМАЦИОННЫЕ И ФИЛЬТРАЦИОННО-ЁМКОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОДУКТИВНЫХ ПОРОД РИФЕЯ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

А.Н. Макаров (ОАО “ВСНК”)

Разработка месторождений нефти и газа в районах Сибири, где продуктивность связана с трещиноватыми карбонатными толщами, требует детального изучения упругодеформационных свойств как пород-коллекторов, так и покрышек. Поэтому наряду с фильтрационно-емкостными свойствами (пористостью и проницаемостью) коллекторов были проанализированы и экспериментально определены упругие и деформационные свойства пород.

В продуктивном разрезе рифея Юрубчено-Тохомского месторождения преобладают сравнительно однородные по составу и весьма различающиеся по генетическим и структурно-текстурным особенностям карбонатные толщи [4]. В отдельных скважинах рифейские отложения представлены породами преимущественно терригенного состава: гидрослюдистыми аргиллитами и плотными мономинеральными кварцевыми песчаниками с доломитовым цементом. Притоки нефти связаны преимущественно с карбонатными толщами. В разрезе преобладают доломиты, содержащие маломощные прослои некарбонатных пород: от аргиллитов до песчаников.

Для рифейских отложений характерно широкое проявление постседиментационных процессов, приведших к перекристаллизации, окремнению, стилолитизации, растрескиванию и выщелачиванию пород. В меньших масштабах выразились глинизация, битумизация, сульфатизация, пиритизация и ожелезнение. Эти процессы привели к существенным катагенетическим преобразованиям пород и усложнению пустотного пространства. Каждый из процессов имел свои особенности и своеобразно повлиял на фильтрационно-ёмкостные свойства пород. Интенсивная перекристаллизация массивных доломитов обусловила образование каверн изометричной формы. Окремнение придало породам большую хрупкость по сравнению с чистыми разностями, что способствовало трещинообразованию, даже при воздействии сравнительно небольших напряжений.

Вдоль стилолитовых швов нередко развиваются микротрещины, которые служат путями сообщения между порами, кавернами и полостями выщелачивания, сами стилолиты часто выполнены глинистым либо частично глинисто-битумным материалом, в некоторых случаях содержащим битум. Вторичная доломитизация привела к залечиванию каверн и трещин, наблюдается инкрустация сложных пустот.

Одним из основных факторов, обусловивших формирование сложных типов коллекторов в рифейских отложениях, являются трещиноватость и кавернозность. При этом основную роль в формировании пустотного пространства коллекторов играли тектонические трещины, интенсивно подвергшиеся выщелачиванию. В результате уплотнения и последующего воздействия постседиментационных процессов в карбонатных породах ри- фея была полностью утеряна первичная пористость. Образовавшиеся в результате перекристаллизации и выщелачивания поры и каверны имеют самые разнообразные формы и размеры.

Основную эффективную емкость карбонатных пород рифея составляют каверны, трещины и полости выщелачивания вдоль трещин. Визуальное и лабораторное изучение керна, данные геофизических, гидродинамических исследований и испытаний скважин позволили сделать вывод о том, что для карбонатных отложений рифея характерен преимущественно каверново-трещинный тип коллекторов (Конторович А.А., Красильникова Н.Б., 1987), возможно, в некоторых частях разреза (судя по материалам ГИС) - порово-трещинный (Битнер А.К. и др., 1990). При этом вклад матрицы в обеспечение коллекторских свойств весьма незначителен.

Для характеристики фильтрационно-ёмкостных свойств пород выполнен большой объем лабораторных исследований на образцах керна стандартного размера - цилиндрах диаметром около 30 мм и высотой 30-40 мм. Открытая пористость определялась по методу Преображенского. Несмотря на большой объем этих исследований, полученные данные с большой степенью достоверности позволяют судить только о фильтрационных и ёмкостных свойствах матрицы, порода же в целом как коллектор оказывается неохарактеризованной. Это определяется, с одной стороны, низким выходом керна при бурении из интервалов с улучшенными коллекторскими свойствами (наиболее трещиноватых и закарстованных), с другой стороны, тем, что из вынесенного керна исследуются, как правило, наиболее плотные разности пород, а трещиноватые разности при обработке рассыпаются. Поэтому в ОАО “ВСНК” рекомендован и применен отбор изолированного керна. Этот метод позволил достичь почти 100%-го выноса керна.

В результате выполненных исследований сложились следующие представления о матрице карбонатных пород рифея и ее фильтрационно-ёмкостных свойствах.

Матрица пород-коллекторов, представленная в основном доломитами, в различной степени глинистыми и окремненными, как правило, непроницаема, при этом ее пористость в подавляющем большинстве случаев (более 83-90 %) менее 1,0 % и очень редко превышает 2,0-3,0 %. Матрица рифейских карбонатных отложений практически непроницаема, в ней преобладают субкапиллярные поры радиусом менее 0,1 мкм, которые не могут обеспечивать фильтрацию. Только в единичных образцах фиксируется проницаемость, обусловленная микротрещинами.

Для более достоверного представления типа коллекторов рифейского резервуара и построения более обоснованной фильтрационной модели природного резервуара были проведены специальные исследования керна, включающие изучение трещиноватости пород на больших образцах (табл. 1, 2). Исследования включали определения общей пористости, объемной и минеральной плотности и проницаемости. Пористость матрицы вычислялась методом насыщения на малых образцах, изготовленных из фрагментов керна, оставшихся после подготовки большого образца. Вторичная пористость рассчитывалась как разность между общей и межзерновой.

В результате этих исследований установлено, что общая пористость, определенная с учетом каверн и трещин, существенно превышает межзерновую. При этом большинство исследованных образцов (более 90 %) имеет общую пористость до 2,0-3,0 %, межзерновую - до 1,0 %. Проницаемость, определенная на больших образцах, колеблется в широких пределах - от десятых долей квадратных микрометров до 826,6 *10^-3 мкм². При этом 22 % образцов имеют проницаемость более 1*10^-3 мкм² и такое же число образцов - (0,1-1,0)*10^-3 мкм² (рис. 1). В результате лабораторных исследований больших образцов керна установлено, что ёмкостные свойства рифейских карбонатных пород обусловлены в основном вторичными пустотами. При этом фильтрационные свойства обеспечиваются трещинами.

Расчет проницаемости по трещинам проведен на 153 образцах. Определялась горизонтальная и вертикальная проницаемость на больших цилиндрах керна (диаметр 80 мм). Коэффициент анизотропии составлял в среднем 293.

На основании обработки данных режимных исследований и кривых восстановления давления в скважинах оценены значения проницаемости отложений по гидродинамическим данным по высоте газовой и нефтяной частей. Проницаемость в газовой части изменяется от 0 до 9040*10^-3 мкм², среднее 647*10^-3 мкм². В нефтяной части проницаемость варьирует от 0 до 11700*10^-3 мкм², среднее 422*10 ^-3 мкм².

Проницаемость водоносной части определена по небольшому числу скважин, в которых рифейские отложения испытаны ниже начального ВНК. Проницаемость изменяется от 0 до 762*10^-3 мкм², среднее 31*10^-3 мкм² (см. табл. 1-3). Важным свойством трещиноватых пород является анизотропия коллекторов по проницаемости, которая изменяется по направлениям на два-три порядка.

Детальные исследования фильтрационных свойств выявили значительную изменчивость проницаемости по направлениям. Изучение анизотропности коллекторов выполнено во ВНИГНИ, СНИИГГиМСе и центральной лаборатории ГГП “Енисей-нефтегазгеология”. Определялась горизонтальная и вертикальная проницаемость на образцах керна, а также проницаемость трещин по методике ВНИГНИ по граням образцов кубической формы (Макаров А.Н., Багринцева К.И., Садыбеков А.Т., 1998; Багринцева К.И., 1999).

В результате обобщения лабораторных исследований средневзвешенное значение отношения горизонтальной проницаемости к вертикальной оказалась равным 138,7, а коэффициент анизотропности - 11,8 (Сазонов Б.Ф., 1995). Анизотропность в трещиноватых и трещиновато-кавернозных пластах, к которым относится рифейская карбонатная толща, определяется главным образом преобладающим направлением трещин, раскрытых в пластовых условиях.

В СевКавНИПИнефти выполнена приближенная оценка анизотропности пласта по результатам опробования скважин, использующая теорию образования газовых и водяных конусов. Отношение значения горизонтальной и вертикальной проницаемости согласно расчетам изменялось от 0,02 до 45,0 (среднее 6,0). По 5 скважинам это отношение оказалось меньше 1, т.е. вертикальная проницаемость больше горизонтальной. Анизотропность продуктивного пласта в большей степени обусловлена наличием в пласте непроницаемых или малопроницаемых пород, которые в сильной степени затрудняют фильтрацию жидкости поперек напластования. В разрезе рифея выделяются три типа непроницаемых горных пород: глинистые доломиты, плотные доломиты, неглинистые доломиты с повышенной пористостью, практически непроницаемые.

Эти горные породы образуют пропластки, которые не коррелируются между скважинами, а значит, имеют ограниченные масштабы распространения. Их присутствие не уничтожает гидродинамическую связь поперек напластования, а обусловливает высокую анизотропность продуктивного пласта. Наличие таких непроницаемых пропластков в зонах между ГНК, ВНК и интервалом перфорации в скважине может полностью подавлять процесс образования газовых и водяных конусов.

Упругодеформационные и скоростные характеристики продуктивных пород рифея Юрубчено-Тохомского месторождения оценивались по большому числу показателей. Исследования проводились в лабораториях СНИИГГиМСа, КНИИГиМСа, ВостСибНИИГГиМСа, ПГО “Иркутскгеофизика", ОАО “Енисейнефтегаз”. Были проанализированы и экспериментально определены показатели упругих и деформационных свойств пород. Параметры упругости вычислялись динамическим методом прямого прозвучивания с помощью радиотехнической аппаратуры ИСУ-1 на пьезокерамических датчиках (см. табл. 3, табл. 4). При этом скорости рассчитывались по формулам

где- время прохождения упругого сигнала, с;- аппаратурное время задержки, с.

Параметры упругости определялись по следующим формулам:

Коэффициент Пуассона

где V_р - скорость продольной волны, м/с; V_s - скорость поперечной волны, м/с;

модуль Юнга (Е), МПа

где- плотность;

модуль сдвига (G), МПа

коэффициент объемного сжатия, МПа^-1:

модуль объемного расширения (К), МПа^-1

Скорость продольных волн (Vр), коэффициент открытой пористости (Кп^пл) и сжимаемость порового пространства  в пластовых условиях измерены на установке УИФМС (модифицированная ИФС-П) (табл. 5).

Коэффициент открытой пористости в пластовых условиях вычислен по формуле

где К_п - пористость в поверхностных условиях; ΔV_полн - полное изменение объема порового пространства от воздействия эффективного давления; Vп - объем порового пространства.

Значение DV_полн вычисляется путем графоаналитической обработки в лаборатории результатов измерения объемов жидкости, вытесненной под давлением из образца. Эти измерения проводились с помощью пресса-измерителя, который фиксирует изменение объема с точностью до 0,5 мм. Наибольшая метрологическая погрешность при определении Кп^пл составляет ±2 %.

Сжимаемость порового пространстваопределена по формуле

Где - тангенс угла наклона прямой; Р_эф - эффективное давление, определяемое по формуле

Рэф = Р_в-Р_п, (10)

где Р_в - всестороннее давление; Р_п - поровое давление, которое принималось равным пластовому давлению в данной скважине.

Для образцов из продуктивных горизонтов скв. 25 и 50 подсчитывалась сжимаемость среды:

При обработке индикаторных кривых по методике В.Н. Майдебора получен коэффициент сжимаемости трещин определенный по формуле

где- коэффициенты продуктивности для двух значений давления, отличающегося на величину DР. Эти значения сняты с конечной части индикаторной кривой.

Коэффициенты гидродинамически совершенной (K_отэ) и гидродинамически несовершенной скважин определялись по методике Ф.И. Котяхова - В.Н. Майдебора.

В основном весь керн представлен непродуктивными частями разреза, вскрытого скважинами. Керн из продуктивных горизонтов отобран только из скв. 25 и 50 (табл. 6). Значения коэффициентов упругости варьируют в следующих пределах: E от 0,5 до 1,095 МПа; от 0,217 до 0,389; от 0,940 до 1,601*10⁵ МПа; К от 0,662 до 1,053 10^-5 МПа.

Результаты определения коэффициентов упругости показывают, что породы плотные, большей плотности пород соответствуют и большие значения Е и соответственно меньшие значения .

В табл. 5 и 6 представлены результаты определения скорости продольных волн, коэффициентов пористости, сжимаемости порового пространства и сжимаемости среды. Изучение акустических и ёмкостных параметров карбонатных пород в пластовых условиях проведено на установке УИФМС.

Под  в данном случае понимается коэффициент сжимаемости всех пустот в матрице. Значения коэффициентов сжимаемости порового пространства значительно выше коэффициентов сжимаемости среды, что соответствует природе коэффициента . Достаточно высокие значения  объясняются тем, что суммарная величина сжимаемости вторичных пустот и трещин на один-два порядка выше сжимаемости пор. На практике значения коэффициента сжимаемости средынаиболее широко используются для расчетов коэффициентов упругой емкости и полной трещиноватости, т.е. параметра, необходимого для подсчета запасов.

В данной статье по методу Ф.И. Котяхова [2, 3] подсчитаны коэффициенты начальной трещиноватости для гидродинамически совершенной и несовершенной скважин и оценена упругоемкость пласта для скв. 25 и 50. Этот метод основан на совместном анализе упругих характеристик матрицы и данных гидродинамических исследований в скважине (рис. 2, 3, табл. 7). Определение проводилось по материалам гидродинамических исследований, основанных на методе установившихся отборов (МУО) по ряду скважин опытного участка Юрубчено-Тохомского месторождения. Построенные по этим скважинам индикаторные кривые характеризуются искривлением в сторону оси давлений. Это может быть вызвано несколькими причинами: нарушением линейного закона фильтрации вследствие превышения критических скоростей движения жидкости; двухфазной фильтрацией, когда забойное давление ниже давления насыщения; наличием шлама на забое; сжимаемостью трещин.

По данным Б.А. Фукса, А.А. Иванова и др. в пределах Юрубчено-Тохомского месторождения аналогичные конфигурации получены лишь для чисто трещинного (скв. 4 ВД, 14, 16) и смешанного трещиновато-поровово-кавернового (скв. 24, 25, 50) коллекторов (см. рис. 1, 2).

Большая часть скважин Юрубчено-Тохомского месторождения по этой классификации не имеет аналогов и состоит из двух пересекающихся прямых. Второй прямой участок имеет большой угол наклона к оси абсцисс, что свидетельствует о более интенсивном притоке из удаленной зоны пласта и подтверждает ранее высказанное предположение о снижении фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (скв. 8, 57).

Наиболее сложную конфигурацию имеет коэффициент восстановления давления (КВД) (скв. 8, интервал 2260-2266 м), где выделяются 4 прямолинейных участка, характеризующих притоки разной интенсивности (см. рис. 2). Наличие нескольких зон с разной проницаемостью можно объяснить тем, что перед остановкой скважины на восстановление давления из нее отобрано более 500 м³ нефти, что привело к значительно большему, чем в других скважинах, объему дренажа, отразившемуся на удаленной зоне пласта.

В связи с тем что исследования МУО велись при забойных давлениях не ниже 18,87 МПа, большинство объектов испытывалось при DР от 0 до 4,0 МПа и давлении насыщения 15,8 МПа, нарушение линейного закона не наблюдалось, а отсутствие шлама на забое подтверждено спуском глубинных приборов.

Таким образом, остается последняя причина: искривление индикаторных линий вызвано сжимаемостью трещин (см. рис. 2, табл. 7). Лишь в скв. 46, где исследования проводились на 3 штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм, получена прямая индикаторная линия. При дальнейшем увеличении диаметра штуцера следовало ожидать искривления индикаторной линии, аналогичного приведенным выше. При проведении исследований МУО искривления индикаторной линии следует добиваться постепенным увеличением диаметров штуцеров, но не снижать Р_заб ниже Р_нас, как при отработке скв. 16, интервал глубин 2312-2323 м на штуцере 8 мм, когда DP достигло 10,3 МПа.

Качественные индикаторные кривые, полученные при исследовании МУО, позволяют получить значения начального и последующего коэффициентов продуктивности, по которым определяется коэффициент сжимаемости трещин, т.е. параметр, необходимый для вычисления начального коэффициента трещиноватости (см. табл. 7).

Приведенные данные позволили ввести новый термин для характеристики трещинных коллекторов - деформационный потенциал коллекторов (D_пп), который можно оценить по выражению

где- сжимаемость порового пространства и каверн;- сжимаемость трещин;- сжимаемость среды, заполняющей трещины и поры (нефть, газ, вода).

Коэффициент сжимаемости трещин служит аналогом коэффициента сжимаемости пор , т.е. представляет собой отношение приращения объема трещин к их начальному объему при изменении давления на 0,1 МПа, т.е.

Поскольку керн по трещинам, как правило, распадается, коэффициент  определяется методами промысловых исследований. Как было показано, изменение объема трещин отражается на форме индикаторных кривых, которые приобретают выпуклую форму к оси дебитов.

Кроме определения коэффициентов сжимаемости трещин при помощи индикаторных кривых, их можно определять по КВД, снятым после работы пласта при двукратных стационарных режимах

Используя индикаторные кривые и КВД, полученные после смены двух стационарных режимов работы пласта, можно определить  для призабойной и удаленной от скважины частей пласта, т.е. получить информацию об изменении коэффициентов проницаемости и продуктивности, обусловленных трещиноватостью пласта. Представленные в табл. 4 результаты по , отражающие в данном случае эффективную трещиноватость удаленной части пласта по скв. 25 и 50, существенно ниже K_отэ, характеризующих совершенную скважину, что, по-видимому, объясняется влиянием кислотной обработки на призабойную зону, вследствие чего ее трещинная емкость увеличивается. Вторым фактором, повлиявшим на величину K_отэ, является точность определения  которая зависит от надежности определения прямолинейного участка КВД.

Данные по коэффициентам проницаемости и гидропроводности призабойной и удаленной зон пласта показывают, что первые характеризуются значением, значительно превышающим вторые. В то же время К_пр в призабойной и удаленной частях пласта тесно связаны с определением коэффициента эффективной трещиноватости, поскольку их увеличение или уменьшение соответствует значениям коэффициентов проницаемости.

Определение коэффициента упругоемкости Я*, также рассчитанного для скв. 25 и 50, зависит от оценки пористости породы-коллектора, водо- и нефтенасыщенности (см. табл. 7). Рассматриваемые продуктивные пласты Юрубчено-Тохомского месторождения представлены трещинно-каверновым и каверново-трещинным типом коллекторов. Учитывая низкие значения пористости и, следовательно, отсутствие водонасыщенности, принимается, что коллекторы насыщены только нефтью.

Использованная в данной работе методика была применена при анализе таких месторождений, как Грозненское, Карабулак-Ачалуки, Речицкое, Ястребиное, представленных трещиновато-кавернозными коллекторами (Мендюк И.М. и др., 1991). Пористость матрицы в этих коллекторах выше таковой Юрубчено-Тохомского месторождения и составляет в среднем 3-4 %. Значенияи , определенные для этих месторождений, как правило, близки. Коэффициент совершенства скважин находится в пределах 0,5-1,0, упругой емкости Я* варьирует от 3,8*10^-5 МПа^-1 на Ястребином месторождении до 6,5*10^-5 МПа на месторождении Карабулак-Ачалуки. Полученные по Юрубчено-Тохомскому месторождению значения Я* явно характеризуют трещиновато-кавернозный тип коллекторов, так как для залежей с трещиновато-пористым типом коллекторов этот показатель находится в пределах 14-40*10^-5 МПа^-1, а для залежей с поровым типом коллектора - 35-70*10^-5 МПа^-1.

Факты высокой проницаемости коллекторов при низкой трещиноватости, увеличение продуктивности скв. Юр-5 в процессе пробной эксплуатации, скв. Юр-61 в процессе повторных СКО подтолкнули в свое время к переобработке данных ГДИ [1]. Расчеты потенциальных дебитов, выполненные Б.А. Фуксом [5], показывают, что значение продуктивности по разведочным скважинам занижены как минимум на 20 %. Наилучшие результаты дает открытый ствол.

Заключение

Упругие характеристики образцов из продуктивных пластов, использованные в комплексе с данными гидродинамических исследований, позволили определить коэффициенты упругоемкости пласта и эффективной трещиноватости для призабойной и удаленной частей пласта.

Для подсчета коэффициента полной трещиноватости и проточности трещин, который можно рассматривать как коэффициент вытеснения нефти из трещин, необходимо продолжить изучение упругодеформационных свойств керна как из продуктивных зон, так и покрышек.

С использованием имеющихся материалов необходимо провести переобработку всех гидродинамических исследований. Для дальнейшего повышения качества гидродинамических исследований и степени их достоверности следует применять аппаратуру с высокой разрешающей способностью.

Полученные результаты необходимо учитывать при оценке запасов нефти и газа по методу падения давления и использовать при математическом моделировании для коллекторов с двойной емкостью.

Литература

1. Жуйков Е.П. Особенности геологического доизучения и разработки Юрубчено-Тохомского месторождения / Е.П. Жуйков, А.К. Битнер, С.Д. Кознов, Н.Н. Лемешко // Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. - Красноярск, 1997.

2. Котяхов Ф.И. Методика определения коллекторских свойств горных пород по результатам анализа керна и гидродинамических данных. - М.: Недра, 1975.

3. Сазонов Б.Ф. Задачи пробной эксплуатации Юрубченского месторождения // Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. - Красноярск, 1997.

4.  Трофимук А.А. Куюмбино-Юрубчено-Тайгинское газонефтяное месторождение - супергигант Красноярского края - Новосибирск, 1992.

5. Фукс Б.А. Результаты гидродинамических исследований карбонатных трещинных нефтяных пластов Юрубчено-Тохомского месторождения / Б.А. Фукс, Я.А. Иванов, А.Б. Фукс, А.К. Битнер, А.А. Конторович // Геология и геофизика. - 1997. - Т. 38, № 7.

Abstract

Oil and gas development production in Siberia where productivity is associated with fractured carbonate sequences requires detailed investigation of elastic-deformation properties both reservoir rocks and caps. Study of elastic characteristics of samples from productive beds used together with hydrodynamic investigation data allowed to determine coefficients of elastic capacity and effective fracturing for bottom-hole and other parts of reservoir. To calculate a coefficient of total fracturing and flo- wage of fractures which could be considered as a coefficient of oil displacement from fractures, it is necessary to continue studying of elastic deformation properties of core from both productive zones and caps. Obtained results should be considered in oil and gas reserves estimation according to pressure drop method and could be used in mathematical modelling for reservoirs with double capacity.

Таблица 1 Результаты статистической обработки данных по изучению трешиноватости пород рифея (ОАО “ВСНК”, 1995)

Параметры трещиноватости	Число определений	Значение трещиноватости
		минимальное	максимальное	модальное	среднелогарифмическое
Густота трещин, м^-1	155	0	360	65	42
	404		110	50	35
Раскрытость трещин,мкм	155	0	35	7	6
	-		-	-	30
Трещинная емкость, %	155	0	0.311	0.018	0.015
	404		0,167	0,060	0,037
Трещинная проницаемость, n*10^-3 мкм^2	155	0	1278.0	2.0	10
	404		124,7	60,0	28,0

Примечание. Числитель - микро-, знаменатель - макротрещиноватость.

Таблица 2 Результаты статистической обработки данных лабораторных исследований больших образцов керна рифея (ОАО "ВСНК”, 1995)

Фильтрационные и ёмкостные параметры	Число определений	Диапазон	Среднее значение	Модальное значение	Стандартное отклонение
Пористость, %: общая	199	0,32-7,91	1,36	0,8	1,15
межзерновая	199	0,22-3,04	0,56	0,4	0,39
вторичная	199	0-5,82	0,80	0,4	0,98
Проницаемость, n*10^-3 мкм^2	81	0-826,60	17,80	63,0	124,80

Таблица 3 Характеристика параметров коллекторов рифейской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения (ОАО “ВСНК”, 1995)

Параметры	Проницаемость, n*10 ^-3 мкм^2	Пористость, %
Лабораторные исследования керна
Среднее значение	1.03	1.1
	0,35	2,2
Коэффициент вариации	-	0.48
		0,13
Интервал изменения	0.02-10.0	0.2-3.0
	0,01-2,20	0,3-6,0
Геофизические исследования
Среднее значение (вторичная)		1.35
		2,15
Коэффициент вариации	-	2,30
		1,96
Интервал изменения	-	0-17.80
		20,00-30,08
Гидродинамические исследования скважин
Среднее значение	422	-
	647
Коэффициент вариации	3,00	-
	1,62
Интервал изменения	0-11	-
	7000-9040

Примечание. Числитель - нефтяная, знаменатель - газовая часть залежи.

Таблица 4 Параметры упругой емкости рифейской толщи Юрубчено-Тохомского месторождения

Номер скважины	Кп, %	Vp, n*10^3 м/с	Vs, n*10^3 м/с	g	Е, n*10^5 МПа	b0, n*10^5 Мпа^-1	К, n*10^5 МПа	G, n*10^5 МПа
Юр-14	0.10-0.32	6.85-6.99	2.98-3.59	0.318-0.383	0.670-1.016	1.046-1.126	0.888-0.956	0.344-0.422
	0,17	6,91	3,40	0,339	0,887	1,087	0,921	0,377
Юр-24	0.12-0.40	6.32-6.68	2.64-3.54	0.305-0.394	0.552-0.932	1.156-1.310	0.763-0.865	0.198-0.357
	0,23	6,50	3,19	0,340	0,780	1,241	0,808	0,295
Юр-25	0.13-0.69	6.21-7.42	3.08-3.84	0.217-0.375	0.574-1.095	0.940-1.601	0.662-1.053	0.211-0.425
	0,25	6,90	3,59	0,311	0,957	1,181	0,860	0,367
Юр-50	0.13-0.63	6.60-6.90	2.81-3.52	0.309-0.389	0.621-0.933	1.031-1.264	0.791-0.924	0.224-0.401
	0,27	6,76	3,29	0,344	0,847	1,128	0,889	0,316
Юр-46	0.08-2.42	4.61-7.19	2.63-3.83	0.219-0.413	0.470-1.107	0.971-1.749	0.572-0.969	0.193-0.427
	0,37	6,64	3,50	0,301	0,895	1,394	0,686	0,349
Среднее по участку	0,26 (±0,05)	6,74 (±0,14)	3,39 (±0,12)	0,326 (±0,02)	0,874 (±0,05)	1,206 (±0,09)	0,833 (±0,07)	0,341 (±0,03)

Примечание. Числитель - вариации параметра, знаменатель - среднее значение, в скобках - стандартное отклонение.

Таблица 5 Коэффициенты пористости (К_п^атм, К_п^пл), скорость продольных волн (V_пл) и коэффициент сжимаемостидля непродуктивной части разреза рифея

Номер скважины	Коэффициент пористости, %		Vпл, м/с
	Кп^атм	Кп^пл
Юр-14	0.10-0.32	0.03-0.17	6812-7126	0.35-1.44
	0,17	0,10	6794	0,79
Юр-24	0.12-0.17	0.04-0.07	6794-7042	0.24-0.90
	0,15	0,06	6938	0,57
Юр-25	0.06-0.20	0.02-0.10	6329-7463	0.35-1.45
	0,15	0,06	6859	0,83
Юр-46	0.10-0.28	0.05-0.60	6608-7371	0.24-0.86
	0,17	0,23	6666	0,67
Среднее значение	0,16	0,11	6814	0,71

Примечание. Числитель - вариации пористости, знаменатель - среднее.

Таблица 6 Коэффициенты пористости (К_п^атм, К_п^пл ), скорость продольных волн (V_пл) и коэффициент сжимаемостидля продуктивной части разреза рифея в скв. 25 и 50

Номер скважины	Коэффициент пористости, %		Коэффициент сжимаемости, n*10^-2 МПа^-1
	Кп^атм	Кп^пл
Юр-25	0.08-0.34	0.03-0.303	0.61-0.98	0.04-0.30
	0,18	0,15	0,79	0,13
Юр-50	0.13-0.63	0.09-0.56	0.12-0.66	0.01-0.20
	0,25	0,22	0,64	0,11
Среднее значение по участку	0,22	0,19	0,64	0,12

Примечание. Числитель - вариации коэффициента пористости,знаменатель - среднее.

Таблица 7 Коэффициент сжимаемости трещин, коэффициент трещиноватости в гидродинамически совершенной скважине (К_отэ) и гидродинамически несовершенной скважине, коэффициент совершенства скважины (d) и упругоемкость пласта (Я*)

Номер скважи ны	С	Вязкость нефти, Мпа*с	lgRk/Rc	Толщина пласта (h), м	DР, МПа		tgi по КВД	Q, n*10^-4 м^3/с	DР, МПа	Kотэ, %		d	Я*, n*10 ^-5МПа^-1
Юр-8	1,35	2,017	4,8	6	1,77	0,05	6,3	8,03	0,50	0,15	0,15	1,00	-
Юр-14	1,41	1,088	5,0	5	0,59	0,22	37,5	5,06	-	-	-	-	-
Юр-16	1,35	1,50	5,1	11	0,50	0,04	42,3	2,32	0,50	0,15	0,05	0,31	-
Юр-24	1,35	2,02	4,4	5	1,81	0,10	13,0	2,00	-	-	-	-	-
Юр-25	1,31	2,038	5,2	6	0,91	0,10	18,6	11,50	0,84	0,56	0,13	0,23	6,54
Юр-50	1,31	2,038	5,6	6	1,77	0,07	12,5	27,70	0,19	0,53	0,18	0,34	5,20

Рис. 1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ В ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩЕ РИФЕЯ

Проницаемость, n*10^-3 мкм²: 1 - < 0,1; 2 - 0,1-1,0; 3-> 1,0

Рис. 2. ИНДИКАТОРНЫЕ ДИАГРАММЫ И КРИВЫЕ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В КООРДИНАТАХ DР lg t

1 - прямой ход; 2 - обратный ход

Рис. 3. ИНДИКАТОРНАЯ КРИВАЯ ИНТЕРВАЛА 2312-2323 м в скв. ЮРУБЧЕНСКАЯ-16 (по Мендюку И.М., 1991)